与石油化工和热电联合是煤化工可持续发展之路

发布时间：2016-11-26 15:23

  本文关键词：与石油化工和热电联合是煤化工可持续发展之路——《石油替代综论》专著中煤化工部分要点，由笔耕文化传播整理发布。

炼油技术与工程

２００９年１月

ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＲＥＦＩＮＥＲＹＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ

第３９卷第１期

综

述

与石油化工和热电联合是煤化工可持续发展之路

——《石油替代综论》专著中煤化Ｔ

陈俊武陈香生

中国石化集团洛阳石油化工工程公司（河南省洛阳市４７１００３）

摘要：作者新近编著的《石油替代综论》专著即将出版，该专著系统介绍了如下一些问题：石油和有可能替代石油的国内外资源状况；用各种替代资源（包括煤、天然气、油页岩、油砂、生物质、核能、太阳能等）生产目前的石油化工产品（主要是油品、烯烃、芳烃、醇醚和氢气）及其他化学品的工艺和技术；新能源替代技术的应用推广前景和最有希望实现的石油能源替代的路线图；不同交通运输工具的能耗与节能，非常具有替代前景的氢燃料的运输和储存，以及Ｃ０２的捕集与减排等。煤化工在中国如何发展，这是目前人们比较关心的问题，为了发挥杂志信息传播快、传播面广的特点，特摘专著中有关煤化工部分的要点刊出。这部分内容说明了在我国只能适度发展煤化工的原因；提出切忌以原料为线对行业划界，建议以生产石油产品、低碳烯烃、替代天然气为目的产品的煤化工企业，与炼油、石油化工、热电企业联合，以达到减少投资、降低能耗、优化管理、减少温室气体排放、理顺销售渠道并降低销

售成本的双赢效果。

分要点

关键词：煤化工石油化工热电联合煤液化煤制烯烃ＩＧＣＣ甲醇

１

中国国情具备适度发展煤化工条件

我国油、气资源紧缺，煤资源相对丰富。在油

求的前提下尽可能多地提供乙烯原料，但２０１０年和２０２０年乙烯原料仍将分别缺口５Ｍｔ／ａ和１４Ｍｔ／ａ左右。

如果中国石油化工股份有限公司（简称“中国石化”）到２０１０年仍占全国乙烯产量１５的７０％，即中国石化乙烯生产能力达１０．５

Ｍｔ／ａ

价居高不下的情况下，适度地发展煤化工，既可得到替代石油的运输燃料油品，还可得到替代石油的基本石油化工原料，再进一步延伸生产链，可获得更多的高附加值产品。这对保证我国能源安全和经济的可持续发展具有重要意义。

在国民经济发展规划中，到２０１０年末，我国乙烯装置生产能力将显著提高，但仍然只能满足国内乙烯当量需求的５５％。到２０２０年，乙烯装置生产能力还将进一步提高，但也仅能满足国内乙烯当量需求的６０％左右。我国石化工业的发展面临资源制约的矛盾，近年来国内原油产量一直在１８０Ｍｔ／ａ左右，其增长速度远低于石油需求的增长速度。随着今后乙烯工业的发展，化工用油短缺的矛盾也将日益突出。如果国内乙烯当量满足率达到约６０％，则２０１０年乙烯装置生产能力将为１５Ｍｔ／ａ、２０２０年则要达到２３Ｍｔ／ａ。目前我国原油加工量和乙烯产量之比约为４０：１，乙烯所需化工用油可以实现自给，但到２０２０年我国原油加工量和乙烯产量之比可能降至２０：１，化工用油自给的难度将大大增加。在我国石油炼制工业的发展中，尽管要求在优先满足全国运输燃料需

Ｍｔ／ａ，

按２００５年中国石化的原油加工量与乙烯产量之比（２６．３），则需要加工原油２７６．１５Ｍｔ／ａ。显然，中国石化在２０１０年难以达到这么高的原油加工量，因为据专家预测，２０２０年我国石油需求总量在４５０Ｍｔ／ａ，国产原油供应量为１８０—２００

Ｍｔ／ａ，

石油供需缺口将达到２５０—２７０Ｍｔ／ａ，石油自给率将进一步下降到５０％左右。中国石化到２０２０年才有可能达到２８０Ｍｔ／ａ的原油加工量，难以在２０１０年就达到如此高的原油加工量水平。

收稿日期：２００８一ｌＯ一２１。

作者简介：陈俊武，１９４８年北京大学化工系毕业，中国科学院院士，国家工程建设设计大师，长期从事炼油工程设计工作；１９８５年获得国家科技进步一等奖，１９９５年获何梁何利基金科学与技术进步奖；主编有“催化裂化工艺与工程”专著；近年致力研究我国能源替代问题，指导我国首套万吨级甲醇制

烯烃（ＤＭＴＯ）装置工业化试验，指导正在建设的首套ＤＭＴＯ

工业装置的工程设计；长期担任《炼油技术与工程》杂志编辑

委员会主任。

万方数据　

炼油技术与工程２００９年第３９卷

所以，中国石化也同样面临原油加工量增长速度２０１０年后才能得到完整的标定数据。以上煤化跟不上石油化工石脑油需求的增长速度的局面。工装置经过生产实践和考核后的技术经济指标将在石脑油资源不足的情况下，我国乙烯生产原料对我国今后煤化工产业的发展产生重要影响，，对的供需矛盾将会日益尖锐，因此必须在扩大石脑解决石油化工基础原料短缺有积极的示范和引导

油来源的同时，开发更丰富、更广泛的多元化的乙作用。

烯生产原料路线。

２．１．１技术成熟性

综上可知，不论是从油品还是从石化产品需ＭＴＯ和ＭＴＰ两种工艺的中型试验和工业化求角度考虑，我国适度发展煤化工用于补充石油试验均取得了比较好的结果，将已经公布的国内资源的不足，对减少对国外原油的依存度，保障国外两种工艺中型试验产品分布数据归纳为表１。家能源安全有积极意义。ＭＴＯ工艺的优点是能够同时得到市场紧缺的乙烯和丙烯，甲醇中的碳绝大部分转化为有用的乙２国内煤制烯烃、醇醚技术现状

烯和丙烯，选择性达８０％左右；ＭＴＰ工艺的主要２．１煤制烯烃项目

优点是绝大部分产品是市场更为需要的丙烯，副目前比较成熟的煤制烯烃工艺有煤经由甲醇产约１０％的需要进一步精制的粗汽油和液化石制乙烯和丙烯的ＭＴＯ工艺，以及煤经由甲醇制丙油气。对于１．８Ｍｔ／ａ甲醇原料的规模，由于乙烯烯的ＭＴＰ工艺。国内外都有人对两种工艺进行和丙烯的产能为０．２～０．３Ｍｔ／ａ水平，后续加工了技术开发。中国科学院大连化学物理研究所、装置基本处于经济规模。而１．０～３．０Ｍｔ／ａ规模中国石化集团洛阳石油化工工程公司、陕西新兴的煤直接液化装置，虽然可生产替代油品，但后续煤化工公司合作开发的ＤＭＴＯ工艺，在国内成功产品加工和精制规模偏小，难以达到经济规模。进行万吨级示范试验的基础上，已用于正在建设ＭＴＯ和ＭＴＰ两种工艺所用催化剂性能、反应器的内蒙古自治区包头市０．６Ｍｔ／ａ工业装置上，该的工程放大问题是否已经成功解决还有待工业化工业装置预计２０１０年底投产。国内煤业集团也装置建成并成功运行后才能确定，从稳妥的角度引进了德国Ｌｕｒｇｉ公司的ＭＴＰ工艺技术。当前中考虑，目前不宜进行大规模的产业化推广应用。

国大唐国际发电股份公司正在建设ＭＴＰ工业装表１ＭＴＯ和ＭＴＰ工艺的产物分布数据

置，该装置以褐煤为原料，采用壳牌粉煤气化、气ｏｆＭＴＯａｎｄＭＴＰｐｒｏｃｅｓｓ

体变换、低温甲醇洗、Ｌｕｒｇｉ低压甲醇合成、ＭＴＰ＠丙烯生产工艺以及Ｓｐｈｅｆｉｐｏｌ聚丙烯生产工艺等产物—鬻挚篙

Ｔａｂｌｅ１

Ｐｒｏｄｕｃｔｓｌａｔｅ技术，年产１．６７Ｍｔ原料甲醇、０．４６Ｍｔ聚丙烯及其他副产品。中国神华宁煤集团建设的年产１．６７Ｍｔ甲醇和０．４７４Ｍｔ聚丙烯的ＭＴＰ工业装置，预计２０１０年投产。中国石化上海石油化工研究院与中国石化北京燕山分公司、中国石化工程建设公司（ＳＥＩ）合作开发的甲醇制烯烃工艺（ＳＭＴＯ）在北京燕山分公司进行了万吨级规模甲醇进料的２．１．２经济合理性

工业化示范试验。与德国Ｌｕｒｇｉ公司的ＭＴＰ＠工煤经由甲醇制烯烃项目的投资按每年每吨乙艺采用固定床型式有所不同，清华大学的ＭＴＰ工烯计约为（２．０～２．５）×１０４ＲＭＢ￥／（ｔ?ａ）。对艺采用流化床型式，经过催化剂的催化作用，生成于规模为１．８Ｍｔ／ａ的煤制甲醇装置，配套ＭＴＯ以丙烯为主的反应产物，从而避免了固定床ＭＴＰ或ＭＴＰ装置，生产聚合级乙烯和丙烯的煤化工项反应器内ＺＳＭ类型催化剂因需要每月切换反应目，按照目前的原材料价格和设备、安装成本计器频繁进行再生的缺点，采用该工艺技术的具有算，总投资达到１７０

Ｘ

１０８

ＲＭＢ￥左右，因此煤经

我国自主知识产权的年生产万吨丙烯的工业化试．由甲醇制烯烃技术属于投资密集型技术。煤制烯验装置已于２００８年开始建设。

烃项目每获得１ｔ烯烃约需６ｔ煤，因此甲醇和烯正在建设的ＭＴＯ和ＭＴＰ工业装置均要到

烃的生产成本与煤炭原料的价格密切相关。２００８

万　

方数据

第１期陈俊武等．与石油化工和热电联合是煤化工可持续发展之路

一３一

年９月我国乙烯的ＣＦＲ价格（不含保险和税收的

价格，即ＦＯＢ＋运费）是１

４１３

ＵＳ￥／ｔ（约合９

９００

ＲＭＢ￥／ｔ），根据中国石化集团洛阳石油化工工程公司所做的技术经济分析，在原油价格为５０３．２ＵＳ￥／ｍ３（８０ＵＳ￥／ｂｂｌ）以上时，煤制甲醇的成本如果能低于２

０００

ＲＭＢ￥／ｔ，甲醇制烯烃的生产

成本要比石脑油裂解制烯烃的成本大约低１

０００

ＲＭＢ

Ｙ／ｔ，具有明显经济效益。（受全球金融危机

及世界经济衰退影响，国际原油价格在本文封稿时已下滑到低于３１５ＵＳ￥／ｍ３（５０ＵＳ￥／ｂｂｌ），煤

炭、甲醇、钢材价格均对技术经济评价带来不确定性，因此需要对煤化工项目的前期论证采取严谨

的态度。）

２．１．３产业化可行性

目前国内石油化工基本原料短缺，单纯依靠炼油厂的资源无法满足需求，大体每１００ｔ原油经

深度加工可生产１５ｔ乙烯和丙烯，而炼油厂的石脑油又是生产汽油和芳烃的重要原料，因此用煤

替代部分石脑油是可行的。而且每替代１ｔ石脑

油只需要３ｔ原料煤，这就比用４ｔ煤液化生产１

ｔ

油品更节约能源和资源，因此煤经甲醇制烯烃的产业化前景在新疆更为良好。虽然烯烃生产规模不到百万吨级，而且需要配置多台气化炉，但与乙

烯裂解炉的数量（乙烯产量０．１０—０．１５Ｍｔ／ａ配１

台乙烯裂解炉）相比只多出ｌ倍。

煤经由甲醇制烯烃的产品（聚合物）数量较少，便于输送。就是在新疆这样的边远地区，由于煤炭资源丰富，如果生产规模足够大，就有生产成本低的优势，对内地市场尚有竞争力，而且还有进一步进入中亚市场的可能性。

２．１．４

水资源是关键的制约因素无论煤制烯烃或煤制油的生产过程都要消耗大量新鲜水（转化煤１ｔ约需水１０—１５ｔ），因此应

切实研究得力的节水措施，对于烯烃产量为０．６０

Ｍｔ／ａ的ＭＴＯ和ＭＴＰ装置，年新鲜水消耗量达３０Ｍｔ左右。如果增加设备投资，大量采用空气冷却设备，水消耗量会有所下降。

２．１。５

国内可适度发展煤制烯烃产业

这里讲“适度”，是因为与石油化工产业相比，煤化工是投资非常巨大、耗水量大、温室气体排放严重的产业，不太适合中国国情。由于中国

油气资源不足，从国家能源安全角度考虑需要掌

握这项技术，作为石油化工原料和产品的补充。

万　

方数据对于石油和天然气资源丰富区（如新疆），由于远

离国内消费市场，不论从市场竞争力的角度，还是从煤炭资源利用效率角度，发展煤制烯烃比煤制

油更为有利。煤液化工厂一般规模在３．０

Ｍｔ／ａ，

与目前世界加工能力为１０．０Ｍｔ／ａ的常规原油炼

油厂相比，规模偏小。南非的间接法液化厂虽然

达到了７．０Ｍｔ／ａ的规模，但仍逊于一般炼油厂。如果煤制油规模要达到１０．０Ｍｔ／ａ，需要１０—２０条主要生产线，管理十分复杂，规模效益难以发挥。而且每年几百万吨产品要远销国内市场，必然会给销售环节带来不少问题：首先由于煤制油

的产品难以管道输送，每吨产品要支付数百元的

运输费用；目前煤制油产业往往由煤炭集团经营，

不易建成独立的销售网络，在与国内大石油集团的竞争中很难取得优势，因此难免在产品销售价格上要付出代价。因此煤制烯烃项目建设需要进行严谨的论证、细致的规划和周密的部署。甲醇与汽油混合成为Ｍ—１５和Ｍ一８５等甲醇汽油，可以替代汽油用于汽油发动机。由于有不

同的观点和争议，甲醇汽油的国家标准还没有发

布，但在山西等省已经示范运用较长时间。二甲

醚可替代柴油用于柴油机，还可替代民用液化石油气。

技术成熟性

用煤生产甲醇和二甲醚的技术十分成熟，国

内外拥有众多专利。

当煤价低于２００ＲＭＢ￥／ｔ时，甲醇生产成本约为１

６００

ＲＭＢ￥／ｔ，二甲醚生产成本约为２

８００

ＲＭＢ￥／ｔ，但国外市场价格由于供需关系波动较大，２００８年上半年中国进口甲醇的ＣＦＲ价格在

４００—４５０ＵＳ￥／ｔ之间波动。２００８年下半年的

１０—１１月份受需求减缓的影响，又降到了３００

ＵＳ￥／ｔ以下，最低甚至为２０５ＵＳ￥／ｔ，笔者认为这是特定时期的非正常价格。２．２．３产品适用性

从燃烧性能看，甲醇和二甲醚适宜作运输燃料。从适用方便性角度考虑，二甲醚只能用压力容器储存，对小型轿车不太适用（出租车除外）。从环保要求看，甲醇汽油燃烧的尾气甲醛含量较高，必须采用专门的尾气处理设备。此外，现有汽车如要使用甲醇或二甲醚，其动力系统必须改造。

２．２煤制醇醚燃料

２．２．１

２．２．２经济合理性

炼油技术与工程２００９年第３９卷

２．２．４产业化可行性

煤制甲醇和二甲醚的工厂均已达到百万吨级

规模，完全具备产业化条件。但是两种原料的热

值均比汽油和柴油低很多，大致１．６５ｔ甲醇能替

代１ｔ汽油；１．５ｔ二甲醚替代１ｔ柴油。由于运输量较大，与市场距离远，相应的运输费用、调合设施以及加油设施的投资也较高，因此在边远地区建设煤制甲醇和二甲醚工厂可能丧失竞争力。

３煤化工与炼油、石油化工结合会取得双赢效果

经过几十年的发展，国内外煤液化制油工艺正在趋于成熟。工业化推广应用的关键取决于其

是否具有高于目前常规石油炼油厂的经济收益、稳定的资源供应以及较小的环境影响。

不论采用何种煤液化技术，进行煤液化的投资额都非常大，年生产１ｔ油的总投资达１×１０４ＲＭＢ￥以上，因此，只有进行大规模商品化生产，

才能取得规模效益。

中国科学院山西煤炭化学研究所针对煤液化工艺的经济性进行的大部分研究表明，经济规模的商业化煤液化厂应每天生产液体产品７９５—

１５９０

ｍ３，这样的一座煤液化厂需每天处理烟煤

１５０～３５０

ｋｔ。按照最低的处理能力计算，煤液化

厂每年处理烟煤５．０Ｍｔ，但与现代化的石油化工

厂其原油日加工能力一般超过３１８０

ｍ３相比，煤

液化厂的生产能力仍然偏低。

直接液化法所生产的柴油十六烷值过低，而

间接液化法所产柴油质量优异（除密度较低外）。

同时，间接液化法生产的石脑油是优良的裂解制乙烯原料，生产汽油比较困难；而直接液化法可生产汽油及芳烃产品。因此，两种煤液化工艺生产的产品各有优缺点，应取长补短。如果为此同时建设煤直接和间接液化装置，将增加工厂的投资、使工厂的管理十分复杂并增加内部产品调配的复杂性。另外，煤液化厂的产品品种与常规石油化

工厂相比不够丰富，３．０Ｍｔ／ａ规模的煤液化厂由于达不到经济规模而难以向石油化工下游延伸。

我国煤炭资源相对石油而言较为丰富，主要用于发电，这是不可能改变的国情。因此煤制油

不可能形成太大规模，在未来１０年内能替代石油

化工产品需求量的１０％已经是高指标，在未来２０年内能替代石油化工产品需求量的２０％已经是

奢望。

万　

方数据一个或数个煤制油产业所产的几百万吨（或者远期的几千万吨）油品从局部企业看是一个极大的数量，而从全国油品消费总量来看仍然是少

数。在全国建立煤化工企业独立的油品销售体系和网络既不现实也无必要，除非是在有限的本地区销售。打破行业封闭，利用国内现有的油品基

础设施进行销售既可理顺销售渠道又有利于降低

销售成本。因此，煤制油项目最好能与炼油和石

油化工项目联合实施，这应该是煤液化产业发展

的方向和国家主管部门应考虑的问题。

鉴于上述情况，最有效的联合做法是直接将

煤液化的初级产品输送到附近现有的炼油厂中，

作为炼油厂的二次加工原料，或者与炼油厂的产品进行调合。煤液化工厂和炼油厂都有许多功能相同的辅助设施，不少公共设施肯定能实现共用。另外，炼油厂和煤液化厂的一些单元操作也非常相似，使得煤液化可能与炼油一并规划和实施。煤液化和炼油厂的可结合点主要包括产品调合、产品进一步深加工以及公用工程联合。可共用的单元和部门至少有制氢、空气分离、发电、蒸汽、制冷、维修、中间产品储罐、产品销售等。国外专家估计这样结合时ｌｍ３液化燃料油的成本可降低

１９—３１

ＵＳ￥，同时可以降低Ｃ０２的排放。

４煤发电与煤化工联产是值得推广的高效、节能

技术

长期以来，由于产业部门的传统分工和彼此

独立的技术特点，煤发电归口电力部门管理，煤化

工归口化工部门管理，各司其职，互不联系。但近年来，通过一系列方案论证，提出煤在发电的同时可以生产化工产品（油、甲醇、氢、替代天然气），这种方案又称为煤电．煤化工联产技术。

煤电?煤化工联产源于早期的ＩＧＣＣ技术的应用。ＩＧＣＣ技术首先把煤气化变为煤气，煤气净化后进入燃气轮机发电，燃气轮机出来的尾气再经过余热锅炉产生中压蒸汽发电，气化和联合循环两个过程综合热效率可达到４０％一４２％，远高于常规的燃煤锅炉亚临界发电技术。２０世纪８０年代一度认为ＩＧＣＣ技术可以替代燃煤锅炉发电技术，但是随着超临界和超超临界发电技术的实现，ＩＧＣＣ技术的热效率优势已不突出，只是在清洁生

产方面略胜一筹。与燃煤锅炉发电相比，ＩＧＣＣ技

术投资高、运行可靠性较低、每年计划外停工次数

第１期陈俊武等．与石油化工和热电联合是煤化工可持续发展之路

较多，因此该技术逐渐不被看好。但自从２１世纪以来，减少ＣＯ：排放已成为发电厂今后的必要措施。ＩＧＣＣ技术减排ＣＯ：成本比燃煤锅炉烟气脱除ＣＯ：低很多，因此随着减排规定的日趋严格，ＩＧＣＣ技术的竞争力将逐步增加。

近年来不少学者提出在ＩＧＣＣ发展思路基础上，首先把煤气转化为合成气，把传统的大量尾气循环回到合成反应器的方式改为一次通过方式，生产合成油或甲醇。而不循环的低热值尾气可作为燃气轮机燃料。象常规的燃气轮机联合循环发电机组那样，能构成大型发电厂的主体。这样的大联合等于在ＩＧＣＣ中间插入了合成化工生产，成为ＩＧ．ＳＣ．ＣＣ（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ

Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ－Ｓｙｎｔｈｅｔｉｃ

Ｃｈｅｍｉｃａｌｓ－Ｃｏｍｂｉｎｅｄ

Ｃｙｃｌｅ）。组合过程数目多了，

一体化程度高了，生产环节长了，就是煤电－煤化工联产的特点。它既有节约原料消耗、节约投资和成本、减少排放物的优点，但也有联合强度大、调节弹性小、增加生产管理和调度难度的缺点，值得认真研究并权衡得失。４．１技术可行性

煤电．煤化工联产技术目前尚停留在方案阶段，未形成产业化。但两大环节（ＩＧＣＣ和合成油或合成甲醇）技术都是成熟的，而且除个别技术尚在产业化示范阶段（合成油）外，其余早已产业化，应不存在技术风险。当前的工作是需要进行整体组合，并通过示范厂的长期生产运行考验。

联合体现的特点首先是节能，因为大量合成尾气被用为联合循环燃料，发电的效率很高；而通常独立合成油厂将合成尾气作为一般燃料，却另外使用大量燃料煤通过亚临界锅炉提供电能和热能。表２—４数据是参照美国Ｂｅｃｈｔｅｌ，Ｇｌｏｂａｌ

Ｅｎ－

ｅｒｇｙ，Ｎｅｘａｎｔ等公司发表的咨询报告有关资料的数据，换算为我国通用单位，并经过加工整理而成。从表２看出联合生产的综合能量转化效率（５０％以上）高于单独发电（４０％左右）或单独合成油（５０％）。如果从技术上把联合生产节能的好处单一表达为合成油能量转化效率的提高，当合成油在产品中的能量份额陆续增加时，每吨合成油耗标准煤量就陆续下降，从单独生产的３．３ｔ

陆续降到２．０ｔ，能量转化效率大为提高，确实令

人鼓舞。

４．２经济合理性

煤电．煤化工联产的经济效益十分突出。从

万　

方数据表３看出，联合生产可以降低工厂投资，当合成油在产品中的能量份额增加时，单位合成油投资就下降，估计成本也会随之下降。当然存在成本的合理分摊问题，既考虑电力成本，也考虑合成油成本。

从关心温室气体排放的角度，今后煤转化产业需要算这本帐！表４列举了单独ＩＧＣＣ与单独合成油减排ＣＯ：的费用与不减排情况对比，看来每吨付出的费用在１０一２０ｕｓ￥，比常规煤粉锅炉发电节省一半左右。联合生产和减排ＣＯ：节省的资金将可部分抵消ＩＧＣＣ发电比常规煤粉锅炉发电多付出的投资。

上述的对比只是初步情况，有待结合具体项目深入论证。

表２

ＩＧＣＣ和ＣＴＬ装置用能指标‘１，２１

Ｔａｂｌｅ２

ＥｎｅｒｇｙｃｏｍｓｕｍｐｔｉｏｎｉｎｄｅｘｏｆＩＧＣＣｕｎｉｔ日ｎｄＣＴＴ．ｕｎｉｔ

类型

Ｉ捌ＧＣＣ勰趔ＣＴＬ一篡ＧＣＣ／－Ｇ篡ＣＣ／ｚ篡ＧＣＣ／

入厂原料煤／ｔ?ｈ。９７０

３８６３８６折合标准煤／ｔ?ｈ。１３５０

１２８８３５２５１３２２３２６产出油品／ｔ?ｈ～０

０２５０．０３５．３６６．１８０．７产出油品／ｋｔ?ａ。１０

０

２０００

２８０

５２０６９０发电／ＭＷ８２０６８９自用电／ＭＷ１４４

１４８外送电／ＭＷ１１５５４２７０４７５６７６５４１原料煤热量／ＭＷ２８７５１

０４２６８００２０４３２６１７２６５０油品热量／ＭＷ００３４００４７７８１６９９６外送电热当量／ＭＷ

１１５５４２７０４７５６７６５４１能量转化效率，％

４０４１５０４６．６５７５８转化标准煤／ｔ?ｈ。

３５０１２８８３５２５ｌ３５０＇３２４外送电耗标偿影ｔ?ｈ‘１

３５０１２８０１４３２０３１６２油品耗标准煤／ｔ?ｈ。１

０

０

８３５

１０８

１４７

１６２

姜糠魏譬／

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苎簦翌学耗，标准彬ｔ?ｔ。１

３．３

３．１…

２．４

’。…２．ｏ

表３

ＩＧＣＣ和ＣＴＬ装置经济指标…

Ｔａｂｌｅ３

ＥｃｏｎｏｍｉｃｉｎｄｅｘｏｆＩＧＣＣｕｎｉｔａｎｄＣＴＬｕｎｉｔ

。中型小型

黪邀舷确嚼尊曩＿；』｜ｒ■。：ｌ１５５０、酌彭；职５．＿；；：｛。

玉愿总投资／ｑ９６：ＵＳ∥，

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